Организационно-экономическое обоснование схемы энергоснабжения потребителя (стр. 1 из 8)

Содержание

Введение

1. Технико-экономический выбор турбин и котлоагрегатов

1.1. Технико-экономический выбор турбин и котлоагрегатов для комбинированной схемы энергоснабжения

1.2. Технико-экономический выбор турбин и котлоагрегатов для раздельной схемы энергоснабжения

2. Расчет капитальных вложений при комбинированной и раздельной схемах энергоснабжения

2.1 Расчет капитальных вложений при комбинированной схеме энергоснабжения

2.2 Расчет капитальных вложений при раздельной схеме энергоснабжения

3. Расчет эксплуатационных затрат при комбинированной и раздельной схемах энергоснабжения

3.1. Расчет эксплуатационных затрат при комбинированной схеме энергоснабжения

3.1.1 Расчет эксплуатационных затрат на ТЭЦ

3.1.2 Расчет эксплуатационных затрат в пиковую котельную

3.1.3 Эксплуатационные затраты на транспорт тепла

3.1.4 Эксплуатационные затраты на транспорт электрической энергии

3.2. Расчет эксплуатационных затрат при раздельной схеме энергоснабжения

3.2.1 Расчет эксплуатационных затрат на КЭС

3.2.2 Эксплуатационные затраты на районной и промышленной котельной

3.2.3 Эксплуатационные затраты на транспорт тепла

3.2.4 Эксплуатационные затраты на транспорт электрической энергии

4. Расчет основных технико-экономических показателей основных схем энергоснабжения потребителей

4.1 Расчет технико-экономических показателей по комбинированной схеме энергоснабжения

4.2 Расчет технико-экономических показателей по раздельной схеме энергоснабжения

Заключение

Список использованных источников

Введение

Переход России к рыночной экономике обусловил необходимость проведения структурных реформ в электроэнергетике России и создания новых форм внутриотраслевых и межотраслевых экономических отношений. В отрасли проведены акционирование и частичная приватизация предприятий. Одновременно с акционированием предприятий электроэнергетики осуществлялась реструктуризация, вызванная неравномерным размещением генерирующих мощностей и зависимостью большинства регионов от межсистемных перетоков электроэнергии и мощности.

Выбранный способ формирования отраслевой структуры капитала, при котором контрольный пакет акций большинства отраслевых компаний принадлежит Российскому акционерному обществу «ЕЭС России», обеспечил определенную преемственность управления в условиях трудного переходного периода. Сложившаяся структура управления отраслью, которая во многом воспроизводит прежнюю систему административно-отраслевого управления, но действует уже на основе имущественных отношений, позволила за этот период решить главную задачу – обеспечить устойчивое энергоснабжение потребителей. Вместе с тем функционирование частично реформированной электроэнергетики выявило её слабые стороны, которые наряду с неблагоприятными внешними факторами (спад производства, неплатежи и др.) привели к снижению отраслевой эффективности.

Не обеспечивается оптимальный режим работы электростанций, что стало одной из причин увеличения удельного расхода топлива, возросли потери энергии в электрических сетях и увеличилась относительная численность эксплуатационного персонала.

Существенно снизилась эффективность капитального строительства (инвестиционного процесса). Это является в основном результатом действующего порядка финансирования электроэнергетики, предусматривающего формирование финансовых источников за счет включения инвестиционной составляющей в тарифы на электрическую и тепловую энергию [1].

Прогнозируемая динамика роста спроса на тепловую энергию определяет требования к развитию теплофикации. Необходимо отметить, что прогнозирование развития теплофикации сильно усложняется отсутствием достоверных данных об изменении локальных тепловых нагрузок, которые, главным образом, и определяют выбор комбинированной (ТЭЦ) или раздельной (котельная и КЭС) схем энергоснабжения, величину требуемой мощности (электрической и тепловой), требования к составу теплофикационного оборудования (единичная мощность, тип турбин и т.д.) [2].

В данной курсовой работе производится выбор оптимальной схемы энергоснабжения некоторого промышленного района. Сравниваются две схемы энергоснабжения – комбинированная, когда тепло и электроэнергия подаются от ТЭЦ и раздельная, когда тепло подается от котельной, а электроэнергия – от КЭС.

Основной целью курсовой работы является технико-экономическое обоснование схемы энергоснабжения района, при решении которой вариант сооружения ТЭЦ общего пользования, где электрическая и тепловая энергия вырабатываются комбинированным методом, сравнивается с вариантом получения электрической и тепловой энергии от раздельных источников: электрической энергии от КЭС и теплоты от котельных. По каждой схеме энергоснабжения необходимо произвести технико-экономический выбор турбин и котлоагрегатов, расчет капитальных вложений, расчет эксплуатационных затрат, а также произвести технико-экономическое сравнение и выбор оптимальной схемы [3].

энергоснабжение турбина котлоагрегат комбинированный раздельный

1. Технико-экономический выбор турбин и котлоагрегатов

1.1 Технико-экономический выбор турбин и котлоагрегатов для комбинированной схемы энергоснабжения

Основой для выбора турбин и котлов является заданная тепловая нагрузка района. Исходные данные для расчета приведены в П-1. В комбинированной схеме при установке ТЭЦ вся тепловая нагрузка, за исключением отопительной, покрывается из отборов теплофикационных турбин. Отопительная нагрузка покрывается из двух источников – отборов турбин и специальной пиковой котельной. Доля тепла на отопление из отборов турбин определяется коэффициентом теплофикации:

где

отопительная нагрузка из отборов турбин, Гкал/час

общая отопительная нагрузка из отборов турбин и пиковой котельной, Гкал/час.

При неблагоприятных условиях топливосжигания и водоснабжения принимается значение коэффициента теплофикации:

при благоприятных условиях принимаются:

Таким образом, из отборов турбин покрывается следующая нагрузка:

а)

, Гкал/час

б)

, Гкал/час

где

и часовые максимумы тепловой нагрузки из отборов турбин по пару производственных и отопительных параметров, Гкал/час,

; ; ; часовые максимумы отдельных видов нагрузок промышленных районов, Гкал/час.

Поскольку мощность отборов турбин (табл.1, П-1) задана в тоннах (т) пара, целесообразно перейти от Гкал к тоннам пара, используя следующие приближенные соотношения:

, т/час;

, т/час;

, т/час;

, т/час.

Определяем часовые расходы пара из отборов турбин по пару производственных и отопительных параметров, соответственно:

т/час;

т/час

По выявленной тепловой нагрузке отборов турбин подбираем тип (ПТ, Т, Р) и количество (

) турбин (табл.1, П-1), руководствуясь следующими правилами:

1. Единичная мощность турбин должна быть возможно большой.

2. Начальные параметры пара всех турбин должны быть одинаковыми.

Сначала подбираем турбины, покрывающие тепловую нагрузку производственных параметров (

), то есть турбины типа ПТ с двумя отборами пара производственных и отопительных параметров. Выбираем тип турбины: ПТ-135-130. Их двух отборов в первую очередь максимально загружается отбор пара производственных параметров т/час, а по нему определяем возможный отбор пара отопительных параметров, т/час.

Суммарный возможный отбор пара отопительных параметров от турбин типа ПТ составит:

т/час. Тогда для покрытия оставшейся нагрузки отборов по пару отопительных параметров ( т/час) необходимо установить турбины типа Т с одним отбором отопительных параметров. Выбираем турбину Т-180-130. Количество таких турбин ( ) определяется как: